DOU 26/03/2024 - Diário Oficial da União - Brasil

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Reforços em instalações de transmissão de energia elétrica, compreendendo o recondutoramento: I - da Linha de Transmissão 138 kV Araras - Porto Ferreira C1 e C2, no trecho entre Porto Ferreira e a derivação Araras I (Elektro), com extensão de aproximadamente 56,7 km; II - da Linha de Transmissão 138 kV Baldin - Porto Ferreira, aproximadamente 18,7 km, entre a Subestação Porto Ferreira e a torre de seccionamento para a Subestação Baldin (Elektro), incluindo a troca de 6 estruturas; . III - da Linha de Transmissão 138 kV Araras - Baldin, no trecho entre a derivação para a Subestação Araras I (Elektro) e a torre de seccionamento para a Subestação Baldin (Elektro), com extensão aproximadamente de 38,1 km, incluindo a troca de 6 estruturas; e Obras complementares, demais equipamentos, módulos e conexões associadas, conforme Resolução Autorizativa . Localização [UF(s)] . Estado de São Paulo. . Mês/Ano de Conclusão do Projeto . Agosto de 2023. . CARACTERÍSTICAS DO PROJETO 11 . Projeto alcançado pelo art. 1º, inciso III, da Portaria nº 364/GM/MME, de 13 de setembro de 2018. . Outorga de Autorização . Resolução Autorizativa Aneel nº 9.260, de 29 de setembro de 2020. . Denominação do Projeto . Reforços em instalações de transmissão. . Descrição . Reforços em instalações de transmissão de energia elétrica, compreendendo: I - Recondutoramento da Linha de Transmissão 138 kV Bauru - Bariri C1 e C2, com extensão aproximadamente de 37,8 km, incluindo a troca de 4 estruturas; II - Recondutoramento da Linha de Transmissão 138 kV Dracena - Flórida Paulista C1, incluindo a troca de estruturas; III - Recondutoramento da Linha de Transmissão 138 kV Dracena - UTE Rio Vermelho C1, incluindo a troca de estruturas; . IV - Recondutoramento da Linha de Transmissão 138 kV Flórida Paulista - UTE Rio Vermelho C1, incluindo a troca de estruturas; V - Recondutoramento do trecho da Linha de Transmissão 138 kV Ibitinga - Bariri C1 e C2, entre a Subestação Ibitinga e o ponto de derivação para a Subestação Ibitinga (CPFL), com extensão aproximadamente de 5,3 km; . VI - Recondutoramento do trecho da Linha de Transmissão 138 kV Rio Claro 1 - Barra Bonita C1 e C2, entre a Subestação Rio Claro 1 e o ponto de derivação para a Subestação Rio Claro III, com extensão aproximadamente de 8,8 km; VII - Instalação do 2º Transformador TR6 440/138 kV (3 + 1) x 100 MVA na Subestação Água Vermelha; e Obras complementares, demais equipamentos, módulos e conexões associadas, conforme Resolução Autorizativa. . Localização [UF(s)] . Estado de São Paulo. . Mês/Ano de Conclusão do Projeto . Março de 2023, para o projeto I; Setembro de 2023, para os projetos II a IV; Novembro de 2022, para o projeto V; Janeiro de 2023, para o projeto VI; e Maio de 2023, para o projeto VII. . CARACTERÍSTICAS DO PROJETO 12 . Projeto alcançado pelo art. 1º, inciso III, da Portaria nº 364/GM/MME, de 13 de setembro de 2018. . Outorga de Autorização . Resolução Autorizativa Aneel nº 9.623, de 19 de janeiro de 2021. . Denominação do Projeto . Reforços em instalações de transmissão. . Descrição . Reforços em instalações de transmissão de energia elétrica na Subestação Dracenas, compreendendo a substituição de um transformador de serviço auxiliar 13,8-0,22 kV, de 75 kVA para 112,5 kVA. Obras complementares, demais equipamentos, módulos e conexões associadas, conforme Resolução Autorizativa. . Localização [UF(s)] . Estado de São Paulo. . Mês/Ano de Conclusão do Projeto . Julho de 2023. . CARACTERÍSTICAS DO PROJETO 13 . Projeto alcançado pelo art. 1º, inciso IV, da Portaria nº 364/GM/MME, de 13 de setembro de 2018. . Outorga de Autorização . Resolução Autorizativa Aneel nº 12.465, de 9 de agosto de 2022 - Parcial. . Denominação do Projeto . Melhorias em instalações de transmissão. . Descrição . Melhorias em instalações de transmissão de energia elétrica, relativas à: I - Subestação Mogi Mirim 2, compreendedndo a substituição do transformador trifásico TR2, 138/13,8 kV, 18,75 MVA por outro de mesma potência; II - Subestação Edgard Souza, compreendendo a substituição dos bancos de transformadores monofásicos TR1 e TR3, ambos de 230/88 kV, 3x50 MVA por outros de mesma potência; . III - Subestação Piratininga, compreendendo a substituição dos transformadores monofásicos TR5, TR6 e TR7, todos em 230/88 kV e 3x33,33 MVA, cada, por outros de mesma potência; IV - Subestação Pirituba, compreendendo a substituição do transformador monofásico TR1, 230/88 kV, 3x50 MVA e do banco de capacitores BC1, 88 kV, 63 MVAr; . V - Subestação Bandeirantes, compreendendo a substituição (i) do transformador reserva TRR1, 345/88 kV, 133,3 MVA; (ii) da fase vermelha dos bancos de reatores 2 e 3, de 345kV, 1x32 MVAr cada; (iii) dos bancos de capacitores BC21A, BC21B, BC22A, BC22B,BC23A, BC23B, todos de 34,5 kV e 8,1 MVAr, cada, por outros de mesma potência; (iv) dos bancos de capacitores BC2A, BC2B, ambos de 88 kV e 28,8 MVAr, cada, por outros de mesma potência; (v) do banco de capacitores BC1, de 88 kV, 63 MVAr, por outro de mesma potência; . VI - Subestação Bom Jardim, compreendendo a substituição do transformador trifásico TR5, 138/13,8 kV , 5 MVA por outro de mesma potência; VII - Subestação Embu-Guaçu, compreendendo a substituição do (i) transformador monofásico TR7, 440/13,8 kV, 3x83,33 MVA por outro de mesma potência; e (ii) transformador reserva TRR1 440/13,8 kV, 1x83,33 MVA por outro de mesma potência; e (iii) banco de capacitores BC1, 138 kV, 100 MVAr, por outro de mesma potência; . IX - Subestação Milton Fornasaro, compreendendo a substituição (i) das fases branca e vermelha do TR-1, 345-88 kV, 3x133,3 MVA; (ii) remanejamento da fase azul do TR-1 para a posição da fase vermelha do TR-2; (iii) substituição da fase vermelha do TR-2, 345- 88 kV, 1x133,3 MVA; (iv) remanejamento da fase vermelha (novo) do TR-2 para a posição da fase azul do TR-1; X - Subestação Sul, compreendendo a substituição das fases branca e vermelha do banco de transformadores TR-3, 345/88/34,5 kV, 2x133,3 MVA; . XI - Subestação Santa Bárbara, compreeendendo a substituição (i) do transformador trifásico TR4, 138/13,8 kV, 5 MVA por outro de mesma potência; e (ii) substituição do transformador monofásico TR3, 440/138 kV, 3x100 MVA por outro de mesma potência; XII - Subestação Baixada Santista, compreendendo a substituição do transformador TR1, 345/230 kV, 3x166,6 MVA por outro de mesma potência; . XIII - Subestação Usina Porto Primavera, compreendendo a substituição do transformador trifásico TR1, 138/13,8 kV, 18,75 MVA por outro de mesma potência; XIV - Subestação Mogi, compreendendo a substituição do transformador reserva TRR1, 230/88 kV, 50 MVA, por outro de mesma potência; . XV - Subestação Itapetininga I, compreendendo a substituição do transformador trifásico TR2, 88/11,5 kV, 12,5 MVA, por outro de mesma potência; XVI - Subestação Anhanguera, compreendendo a substituição do banco de reatores monofásicos RE2, 230 kV, 3x20 MVAr, por outros de mesma potência. Obras complementares, demais equipamentos, módulos e conexões associadas, conforme Resolução Autorizativa . Localização [UF(s)] . Estado de São Paulo. . Mês/Ano de Conclusão do Projeto . Agosto de 2026, para os projetos I ao III e VIII a XI; e Agosto de 2027, para os projetos IV a VII e XII a XVI. . CARACTERÍSTICAS DO PROJETO 14 . Projeto alcançado pelo art. 1º, inciso III, da Portaria nº 364/GM/MME, de 13 de setembro de 2018. . Outorga de Autorização . Resolução Autorizativa Aneel nº 7.761, de 9 de abril de 2019 - Parcial. . Denominação do Projeto . Reforços em instalações de transmissão. . Descrição . Reforços em instalações de transmissão de energia elétrica relativos à: I - Subestação Aparecida, compreendendo a substituição dos 6 TP's dos módulos de conexão da Linha de Transmissão 230 kV Aparecida - Lorena C2 (antiga Linha de Transmissão 230 kV Aparecida - Santa Cabeça C1) e da Linha de Transmissão 230 kV Aparecida - GV do Brasil, visando a individualização dos núcleos (SGPMR 018686/2015); . II - Subestação Araraquara, compreendendo a substituição das proteções do módulo de entrada da Linha de Transmissão 440 kV Araraquara - Água Vermelha (SGPMR 018690/2015); III - Subestação Assis, compreendendo a substituição (i) de 3 TC's e 3 TP's na Linha de Transmissão 230 kV Assis - Andirá Leste (antiga Linha de Transmissão 230 kV Assis - Chavantes/Salto Grande), para individualização de núcleos (SGPMR 018691/2015); e (ii) das proteções do RE-2 440 kV, Linha de Transmissão 440 kV Capivara - Assis e TR-1 440-230 kV (SGPMR 018692/2015); . IV - Subestação Baixada Santista, compreendendo a substituição (i) da proteção de barras do setor 230 kV (SGPMR 018693/2015); (ii) da proteção eletromecânica por digital dos módulos de manobra dos transformadores TR-1, 345-230 kV, TR-3 e TR-4, 345-88 kV e TR- 8, 230- 138 kV (SGPMR 018694/2015); (iii) dos 18 TP's dos módulos de manobra dos Linha de Transmissão 345 kV Baixada Santista - Usiminas C1/C2, Baixada Santista - Sul, Baixada Santista - Embu Guaçu e Baixada - Tijuco Preto C1/C2 (SGPMR 018695/2015); e (iv) dos 6 TP's dos módulos de manobra das LT's 230 kV Baixada Santista - Carbocloro e Baixada Santista - Cubatão (SGPMR 018696/2015); . V - Subestação Bauru, compreendendo a instalação de (i) RDP nos módulos de conexão de 440 kV dos reatores nº 2, 4 e 6 (SGPMR 0018697/2015); (ii) RDP com função PMU nos módulos de interligação de barramentos, 440 kV, nº 1 e 3 (SGPMR 0018697/2015); e a substituição (iii) de 21 TP's nos módulos de manobra das LT's 440 kV Bauru - Assis, Bauru - Ilha Solteira C1/C2, Bauru - Oeste C1/C2, Bauru - Cabreúva, Bauru - Araraquara (SGPMR 018698/2015); e (iv) 27 TC's nos módulos de manobra das . LT's 440 kV Bauru - Assis, Bauru - Ilha Solteira C1/C2, Bauru - Oeste C1/C2, Bauru - Cabreúva, Bauru - Salto e Bauru - Getulina C1/C2 (SGPMR 018699/2015). Obras complementares, demais equipamentos, módulos e conexões associadas, conforme Resolução Autorizativa. . Localização [UF(s)] . Estado de São Paulo. . Mês/Ano de Conclusão do Projeto . Abril de 2023. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA DIRETORIA COLEGIADA DESPACHO Nº 813, DE 19 DE MARÇO DE 2024 Processo nº: 48500.006274/2022-11. Interessado: Norte Energia S.A., inscrita no CNPJ/MF sob o nº 12.300.288/0001-07. Decisão: decide: (i) conhecer do requerimento administrativo formulado pela Norte Energia S.A., inscrita no CNPJ/MF sob o nº 12.300.288/0001-07, de ressarcimento dos custos incorridos com a implantação do Serviço Ancilar de Sistema Especial de Proteção - SEP na Usina Hidrelétrica - UHE Belo Monte (CEG: UHE.PH.PA. 030354-2), e, no mérito, dar-lhe parcial provimento, reconhecendo o valor histórico de R$ 5.406.787,66 (cinco milhões, quatrocentos e seis mil, setecentos e oitenta e sete Reais e sessenta e seis centavos), referente aos custos com materiais, equipamentos, impostos e serviços; (ii) determinar a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE que atualize parcelas que compõe o montante constante do item "i" pela variação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo - IPCA, de acordo com as datas base constantes na Tabela 1 até o mês anterior ao do ressarcimento; e (iii) determinar a CCEE que efetue o ressarcimento autorizado no item "i" atualizado nos termos do item "ii" por meio de Encargo de Serviços do Sistema - ESS, adotando critério de rateio entre os agentes pagadores idêntico ao do ESS, por outros serviços ancilares, a ser alocado em todos os submercados do SIN, a partir do primeiro processo de contabilização e liquidação financeira após a publicação deste Despacho. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará disponível em biblioteca.aneel.gov.br. SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO Diretor-Geral DESPACHO Nº 814, DE 19 DE MARÇO DE 2024 O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do Processo nº 48500.000403/2024-20, decide conhecer e, no mérito, negar o Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Energias do Acre SPE Ltda., cadastrada sob o CNPJ 42.767.382/0001-23 com vistas à suspensão do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD até a decisão final de mérito do Requerimento Administrativo interposto pela Energias do Acre SPE Ltda. SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO DESPACHO Nº 815, DE 19 DE MARÇO DE 2024 O DIRETOR GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do Processo nº 48500.000744/2024-03, decide por conhecer e, no mérito, dar provimento ao pedido de Medida Cautelar interposto por João Valmor M da Silva & Filhos Ltda., no sentido de (i) determinar à Nova Palma Energia Ltda cadastrada sob CNPJ:89.889.604/0001-44, a imediata emissão do orçamento de conexão do empreendimento da acessante, com o consequente enquadramento da Usina como GD I, até o julgamento definitivo do mérito do referido orçamento; (i.a) no atendimento à determinação expressa no item (i), a Nova Palma Energia Ltda. deverá garantir que a emissão do orçamento de conexão reflita a situação em que sua rede se encontrava no momento em que o pedido foi solicitado pela primeira vez pela acessante, visando assegurar que o ônus de eventual esgotamento da rede, resultante do atraso no processo de análise e emissão do orçamento de conexão, não recaia sobre a requerente; (ii) encaminhar o processo para a Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo - SMA e para a de Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD, para análise do mérito; (iii) determinar à Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT que apresente, em até 90 (noventa) dias, um plano de ação de fiscalização em relação à atuação das distribuidoras quanto a pedidos de micro e minigeração distribuída. SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO DESPACHO Nº 820, DE 19 DE MARÇO DE 2024 O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso das suas atribuições regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do Processo nº 48500.001158/2023-97, decide por conhecer o Recurso Administrativo pela Laticínios Irmãos Cardoso Ltda. (CNPJ 17.530.189/0001-27) em face do Despacho nº 1.238, de 2023, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo- SMA, para, no mérito: (i) negar provimento à reclamação interposta; e (ii) determinar que esta decisão seja cumprida no prazo de 15 (quinze) dias após o seu trânsito em julgado. SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO